DCS失电总结及事故预案

第一篇：DCS失电总结及事故预案

DCS失电总结及事故预案

一．事故前机组工况

主要参数：机组负荷：260MW 主气压力：13Mpa 再热蒸气压力：1.5Mpa 主/再热气温：530℃/530℃ 真空：-84.75KPa 汽包水位：-150mm 高、低加投入 协调投入

机侧主要运行设备：21汽动给水泵运行、电动给水泵2800r/min陪转、21凝结水泵运行、21循环水泵运行、21,22水环真空泵运行。

炉侧主要运行设备：双侧引、送、一次风机运行、21密封风机运行、21、22、25磨煤机运行、两侧空预运行，给水主路电动门开启。

电气系统运行方式：500KV一、二串合环运行、厂用电源已切至20高厂变带、01启/备变空载运行、保安系统运行方式正常、20柴油发电机处热备用状态。二．事故及当时处理情况

负荷300MW，DCS电源突然失去，所有DCS操作员站和工程师站全部死机，画面失去监视及所有的联锁逻辑功能。这种紧急情况下，一切从抢险出发，在电科院人员统一指挥下，发动了当时能马上调动的各单位的人力资源，成功进行了事故处理，保全了设备安全。回忆当时的主要操作步骤如下： 1.1 汽机方面：

1)首先检查机组已跳闸解列，厂用电已成功切换至启备变，保证设备能正常启停，DEH和旁路系统未失电，机组应能安全停机； 2)旁路快开后，马上切至手动迅速关闭高低压旁路； 3)就地启交流润滑油泵和顶轴油泵，确认油压正常；

4)迅速关闭主汽母管疏水和再热母管疏水，保证锅炉处于闷炉状态； 5)确认循环水泵正常运行，这样循环水对疏水和排汽还能保证一定冷却作用，对凝汽器危害不致过大；

6)凝结水低缸喷水、扩减温水未能开启，水幕喷水已开联开（这些阀门DCS失电后的状态还需热工方面进一步的确认），后除氧器很快满水（但据热工检查除氧器上水调门失电后应该在关闭状态，待进一步确认），就地停止凝泵运行。发现高压侧凝汽器温度达114℃，最高达188℃,就地运行锅炉上水泵，少量投入低缸喷水和水幕喷水，凝汽器高、低压两侧均降至70℃左右时。考虑防止凝汽器温度骤升骤降对凝汽器造成损害，停止上水泵，保持凝汽器自然冷却。7)检查密封油状态，发现工作正常，氢压未降，定冷水工作正常； 8)开始时有通过手动控制辅汽至轴封旁路电动门维持一定轴封压力（据热工分析辅汽联箱至轴封联箱供汽压力调节阀在失电后应在全开位，待进一步确认），防止从轴封处进过多冷气，后经检查盘车电源，确认在盘车能正常投入的情况下，很快通过硬手操开真空破坏门，停真空泵，真空基本到零时，停止轴封。在不是很清楚当时各部分具体情况的状况下，停止#1机组向#2机组供应辅汽； 9)因锅炉已闷炉，汽包水位无法监视，给水系统也无法监视，就地停电泵、汽泵和汽前泵，就地启电泵辅助油泵，确认汽泵润滑油泵正常运行，盘车停止；

10)整个过程中DEH中振动、瓦温和就地回油温度正常，并安排电建人员在就地进行连续监测；

11)转速到0后，投入盘车，开始盘车电流在22A～24A之间摆，几分钟就稳定在22A，就地晃度正常，DCS恢复后晃度28μm，证明机组状况良好；

1.2 锅炉方面：

1)锅炉迅速手动打闸；

2)通过硬接线联跳一次风机、磨煤机、给煤机和减温水总门，派人员就地检查确认；

3)派人上就地停送、引风机和密封风机，检查润滑油泵运行正常； 4)手动关闭过、再热器减温水电动门、风机出入口门，手动关闭连排去定排手动门；

5)DCS画面正常后关闭烟风系统所有挡板； 6)全面检查炉侧各项参数正常；

操作基本完成后，全面检查机组各设备，未发现设备损坏情况。10:30机侧DCS系统基本恢复，送辅汽供#2机组暖气。当天DCS系统曾先后又四次出现死机画面全红的现象，后经检查发现是由于SIS系统已与DCS通讯，而由于几天前曾对DCS系统测点进行了一次优化，删除了不少无用的测点信号，但在SIS系统中未做相应改动。SIS系统与DCS系统采用TCP/IP通讯方式，SIS仍不停的发送该部分数据的发送请求，DCS无法回应，从而导致网络堵塞，系统瘫痪。

另外,从目前所有的信息来分析，DCS系统两路24V电源,一路来自保安段,一路来自UPS,由于两路电源偏差大,从而使至DCS的变压器故障,是导致此次DCS电源全部失去的可能主要原因。04:40所有运行设备打至就地位，DCS系统整体进行了一次下装。

二．更进一步优化的事故预案

这次事故处理虽然很成功，但也给大家敲响了一个警钟，必须先行做好这方面的事故预案，在出现任何紧急事故时都能做到忙而不乱，有序的完成抢险工作，确保人身和设备的安全。

从DCS失电这件事来讲，这次事故处理应该是非常成功的，处理方法和步骤基本正确，还要做进一步优化的话就还可以从以下几个方面着手：

1)首先检查厂用电已正常切换至启备变，发电机解列，检查机组已跳闸，查看最高上升转速；

2)先通过硬手操启动交流润滑油泵，就地启动顶轴油泵，确认状态正常； 3)锅炉迅速手动打闸；

4)应该通过硬接线能联跳一次风机、磨煤机、给煤机和减温水总门，派人员就地检查确认；

5)检查旁路开启状况，迅速手动关闭，保证锅炉闷炉；

6)真空破坏前，通过手动开启辅汽至轴封旁路电动门维持轴封压力，防止进冷气造成轴封碰磨；

7)迅速关闭主汽母管疏水手动门、高排逆止门后疏水手动门及再热母管手动门；

8)派人上就地停送、引风机和密封风机，检查润滑油泵运行正常 9)手动关闭过、再热器减温水电动门、风机出入口门，手动关闭连排去定排手动门，关闭烟风系统所有挡板； 10)失电后密封油系统应能维持初始状态，但应去人迅速确认，否则应马上安排排氢。确认循环水和定冷水状态；

11)出现DCS失电这种情况时，各运转设备的状态无法及时掌握，从保护设备的角度出发，能停运的设备应尽快停运。汽泵应马上打闸，检查润滑油泵运行正常，汽前泵就地停运；

12)失电后电泵最小流量阀失电后应该打开，电泵能短暂维持运行，安排人员上电泵、除氧器及主给水电动门和旁路调门位置（据热工人员分析给水旁路调门应在关闭位），在能确认电泵正常的情况下可以考虑手动给汽包上满水再停电泵，但只要锅炉闷炉情况良好，锅炉汽包允许，应尽快启动电泵辅助油泵，停止电泵运行。从这次的事后的结果来看，在这个负荷灭火，闷炉及时，锅炉欠水状态危害也不至于很大；

13)如果主再热疏水手动阀关闭及时，循泵保持运行，凝汽器温度应该上升不大，为防止意外发生，应停止凝泵运行。在凝汽器温度不是很高的时候（如80℃以下），可以通过关闭除氧器上水电动门，启动锅炉上水泵来维持凝结水压力，手动投入水幕喷水、疏扩减温水和三级减温水，保证其在合适压力，给凝汽器降温。在凝汽器温度很高时，应尽量不投入凝结水减温水，防止骤热骤冷造成凝汽器变形，保持其自然冷却； 14)在盘车电源确认可靠后，应尽快破坏真空，停止真空泵运行，真空到0停轴封；

15)安排人员从DEH和就地连续观测瓦温、振动和回油温度等机组情况； 16)转速到零投入盘车，检查其盘车电流是否正常，DEH和就地测量晃度正常；

17)全面检查机炉侧所有设备的状态，确认设备无异常状况；

三．厂用电失去的事故预案

再做进一步的引申，假设厂用电不能成功切至启备变，可以设想应有如下操作：

1)迅速启动柴油机，保证保安源电源正常；

2)应尽快启动保安段上所带的交流油泵，顶轴油泵，空侧密封油泵，氢侧密封油泵，小机润滑油泵，风机的润滑油泵，投入空预器盘车，两台油泵同时运行时停止直流油泵运行；

3)检查密封油压情况，视情况决定是否需要马上排氢；

4)迅速关闭机侧疏水，炉侧连排至定排手动门，进行闷炉处理，马上破坏真空，停轴封；

5)检查机炉侧所有除保安段上的设备都已安全停运，如循泵、电泵、凝泵、汽泵、汽前泵、真空泵、氢冷泵、闭冷泵、磨煤机、送风机、引风机、一次风机、密封风机、给煤机等等； 6)转速到零后投入盘车，投入后检查盘车状态； 7)全面检查机炉侧所有设备状态及参数；

第二篇：DCS事故处理总结

三单元DCS蓝屏事故处理装臵开停工总结

6月5日、6月7日三单元渣油加氢和加氢裂化装臵先后出现两次大规模DCS操作站蓝屏现象，6月5日17:20两套装臵中控室DCS操作站全部蓝屏，但机柜间工程师站工作正常未造成生产大幅波动，6月7日20:28两套装臵所有DCS操作站全部蓝屏，两套装臵被迫紧急停工。

6月7日至6月11日渣油加氢装臵两停两开，第一次停工原因：6月7日20:28 DCS操作站全部蓝屏，装臵被迫紧急停工；第二次停工原因：6月10日9:25 3.5MPa蒸汽分液罐（D405）前法兰泄漏，大量蒸汽外漏无法在线处理，装臵被迫降温降量改循环。

6月7日至6月13日加氢裂化装臵三停三开，第一次停工原因：6月7日20:28 DCS操作站全部蓝屏，装臵被迫紧急停工；第二次停工原因：6月10日9:25 3.5MPa蒸汽分液罐（D405）前法兰泄漏，大量蒸汽外漏无法在线处理，装臵被迫降温降量改循环；第三次停工原因：6月11日7:20反应进料加热炉西侧入口法兰泄漏着火，装臵紧急泄压。

两套装臵主要事故处理经过和时间点如下：

一、事故处理的主要时间节点 RDS装臵：

1、6月5日17:20中控室DCS全部蓝屏死机，转移至现场机柜间操作，21:50 DCS基本恢复正常，但部分仪表仍然出现间断蓝屏。

2、6月7日 20:28分DCS操作站全部蓝屏死机，A/B两列切断新鲜 进料，停反应进料泵，停新氢压缩机，停注水、停贫胺液泵，维持循环氢压缩机运转。22:30 DCS操作站开始逐步恢复，但依然出现间断蓝屏现象。

3、6月8日0:47开A/B列反应进料泵，原料增压泵，分馏塔塔底泵，新氢压缩机，反应系统升压逐步恢复生产，16:00 A/B切入常渣，A/B两列开工正常。

4、6月9日0:30停开工蜡油，A、B列切入减渣，7:00柴油和石脑油改成品线。

5、6月10日9:25 3.5MPa蒸汽分液罐（D405）前法兰泄漏，反应降温、降量，产品改走不合格线，9:45停减渣，10:45逐步停常渣，19:24分停A列循环氢压缩机，20:10停B列循环氢压缩机，关3.5MPa蒸汽界区手阀，更换K102A错油门。

6、6月11日9:00开始更换装臵内3.5MPa蒸汽各分支阀门上游法兰垫片，18:00预热3.5MPa蒸汽管线。19:20操作站与主网脱离，移至现场机柜间操作。

7、6月12日2:00开K102B，开始逐渐升压，6:00开K102A，11:12A/B列开始引蜡油，19:24A/B两列引常渣，开工正常。18:00 DCS操作移回中控室操作。

8、6月13日5:50停蜡油开始切入减渣，14:00柴油改普通线，20：00石脑油改合格线，柴油改欧VI线。HC 装臵1、6月5日17:20中控室DCS全部蓝屏死机，转移至现场机柜间操 作，21:50 DCS基本恢复正常，但部分仪表仍然出现间断蓝屏。

2、6月7日 20:28分DCS操作站全部蓝屏死机，切断新鲜进料，停反应进料泵，停新氢压缩机，停注水、停贫胺液泵，维持循环氢压缩机运转。23:40开新氢压缩机向系统冲压，逐步恢复生产，但依然出现间断蓝屏现象。

3、6月8日21:40引开工柴油，开P-101、P-102反应系统进油。

4、6月9日2:26开始切入蜡油，10:05为提供反应温度切入部分催柴，14:10停催柴全部切为蜡油，20:00重石脑油改罐区，柴油改普通产品线，开工正常。

5、6月10日9:25 3.5MPa蒸汽分液罐（D405）前法兰泄漏，反应降温、降量，产品改走不合格线，13:00停罐区蜡油，18:46引开工柴油臵换系统，尾油全部外甩。23:18分停循环氢压缩机。

6、6月11日19:20操作站与主网脱离，移至现场机柜间操作。

7、6月12日0:30开循环氢压缩机K102，7:20加热炉西侧入口法兰泄漏着火，装臵紧急泄压停工。10:00建立原料、分馏短循环，22:30开循环氢压缩机，点反应进料加热炉，分馏塔进料加热炉，重沸炉。

8、6月13日16:00 14.0MPa氢气气密合格，20:45开反应进料泵，反应系统引直馏柴油冲洗、臵换、升温。

9、6月14日9:50引蜡油，13:30柴油改普通产品线，14:00为提高二反入口温度逐步掺炼20吨催柴。

10、6月15日0:00停柴油，进料全部改为蜡油，将尾油改至催化 原料罐区，19:35将柴油改造欧IV线，改入20吨循环油。生产全部恢复正常。

二、此次事故处理好的做法

1、反应进油前分馏部分提前达到正常操作条件，通过分馏塔将轻、重组分分离，轻组分分别由塔顶和侧线抽出，保证塔底油不含轻油组分。即可减少塔底油外甩量降低外甩尾油温度又可避免轻油组分带入重油罐区发生安全事故。

2、在反应循环升温阶段将分馏塔侧线抽出柴油改入原料缓冲罐，建立装臵内自身循环、回炼，大大减少外甩轻污油量。

3、加裂升温阶段，一反入口温度大于260℃后可少量掺炼催化柴油，提高精致段温升，减少反应进料加热炉负荷，降低裂化反应器提温难度，缩短开工时间。

4、分馏部分提前达到正常操作条件，反应部分生产油到达分馏后即可出合格产品，大大缩短了开工时间。

5、在处理循环氢压缩机事故阶段，适当降低反应温度、压力，维持反应进料泵运转，保持一定的反应温度和压力建立反应、分离、分馏大循环，待循环机故障处理结束后可重新开启循环机，大大缩短恢复生产时间。

三、此次事故处理需要完善改进的内容

1、每次开停工都应将高压部位保温拆除，便于检查处理；

2、在装臵升降温、升降压阶段要严格对高压部分法兰进行检查，并根据情况紧固；

3、严格控制外甩污油温度，渣油加氢和加氢裂化装臵需增加外甩尾油冷却器负荷；

4、需对两套装臵开工循环油泵进行改造，将目前阶段的轻油、低温泵改造为即可打低温轻油又可打高温重油的循环油泵，便于事故处理。

5、增加渣油加氢装臵尾油直接至催化裂化原料罐区流程，防止事故处理阶段发生后路不通憋压，造成换热器、法兰泄漏。

6、事故处理阶段加强上下游装臵协调，防止发生憋压、串液的危险。（在此次事故处理阶段由于催化裂化装臵将渣油加氢尾油至催化流程、至催化原料罐区流程均关闭导致渣油加氢装臵换热器E203憋压泄漏。）

7、将渣油加氢装臵C102、D111液控阀由溶剂再生装臵移至渣油加氢装臵，防止由于DCS故障导致阀门无法正常控制，发生串液事故。（渣油加氢装臵C102、D111液控阀在此次DCS蓝屏阶段无法正常操作导致C102、D111压空酸性气串入溶剂再生装臵）

第三篇：空压机失电应急事故演练

空压站空压机失电应急演练预案

一、应急演练目的

检验公用人员应对突发事故能力，提高各级人员应急处置能力，完善分厂事故应急管理体系，确保事故发生后能快速、有效应对。

二、应急演练时间及地点

2012年8月 16日 空压站

三、应急演练指挥小组

组 长：钟国院 副组长：闫建国 高骞

成 员；杜耀鹏 薛志清 王东

四、应急演练演习人员

现场指挥: 申宇星（班长）

操作人员: 吴玉龙

五、事故处理处理原则

1、事故处理必须严格执行操作规程、安全、工艺规程及应急预案；

2、事故处理组织原则

1）公用专业负责人是事故处理的指挥人，当班公用班长是事故处理的现场领导，运行人员服从当班公用班长统一分配和指挥；

2）发生事故时，运行人员要坚守岗位，正确执行当班班长及公用专业负责人的命令，发现异常，及时向调度、公

用专业负责人及分厂分管领导汇报。

六、事故前运行方式

自洁式过滤器，空压机，干燥机，制氮机。

七、事故影响范围

化二A/B线降流量或系统停车。

八、事故处理程序

1、空压站操作人员在值班室听到气体放空的声音，立即到现场进行检查，发现两台空压机自动停机，立即按下急停按钮并查看故障原因，显示启动柜无反应。

2、空压站操作人员立即将事故情况汇报当班班长。班长要求空压站操作人员密切注意各种气的供气情况。

3、当班班长将事故情况汇报公用技术员薛志清(当班班长向生产调度说明协调各种气体用气量），并立即联系电气人员询问失电原因，以及供电时间。公用技术员薛志清向分厂分管厂长闫建国汇报现场情况。

4、分厂分管厂长闫建国命令按照应急预案程序进行处理。

5、公用技术员薛志清命令当班班长按照应急预案程序进行处理。

6、当班班长安排空压站操作人员将空压机加载按钮旋至卸载状态，按下干燥机E-021A/B/C紧急按钮，按钮开旋至关位置上，手动停止制氮机，并关闭出口供气阀。

7、当班操作人员向班长汇报空压站所有设备停运，并且所

有气体供气压力迅速下降，乙炔氮气为0.35MPa，烧碱氮气为0.37MPa，仪表气压力为0.55MPa，湿空气压力为0.60MPa。

9、当班班长立即汇报调度及及公用技术员薛志清汇报了所有气体的供气情况，空压站所有设备已停运，正在准备开启380V空压机。

10、当班班长要求空压站操作人员立即开启380V空压机。

11、电气人员通知当班班长空压机C-021A/B高压电已送上。

12、空压站操作人员接到班长通知后，按下空压机C-021A/B的复位键按钮，确认排除启动柜无反应故障后检查空压机，满足启动条件。首先将空压机C-021A急停按钮旋起,开启空压机C-021A，干燥机E-021A/B,制氮机M-021Ⅰ、Ⅱ组。再开启空压机C-021B,干燥机E-021C,制氮机M-021Ⅲ组，停380V空压机。

13、当班操作人员汇报班长空压站所有设备已开启运行正常。乙炔氮气压力为0.30MPa，烧碱氮气为0.32MPa，仪表气压力为0.45MPa，湿空气压力为0.50MPa。供气压力没有下降趋势。

14、当班班长向生产调度汇报空压站所有设备已开启运行正常。供气压力没有下降趋势，乙炔氮气压力为0.30MPa，烧碱氮气为0.32MPa，仪表气压力为0.45MPa，湿空气压力为0.50MPa。

15、当班班长向公用技术员薛志清汇报空压站所有设备已开

启运行正常。供气压力没有下降趋势，乙炔氮气压力为0.30MPa，烧碱氮气为0.32MPa，仪表气压力为0.45MPa，湿空气压力为0.50MPa。

16、公用技术员薛志清向分厂分管厂长闫建国汇报空压站所有设备已开启运行正常。供气压力没有下降趋势，乙炔氮气压力为0.30MPa，烧碱氮气为0.32MPa，仪表气压力为0.45MPa，湿空气压力为0.50MPa。

17、演练结束！

18、领导点评。

动力检修分厂 2012年 08月 16日

第四篇：湖南省火电厂DCS失电故障安全隐患的调查及研究

火电机组DCS系统失电故障安全隐患的调查及研究

Investigation and Research of Safety Hidden Troubles Caused by DCS Power Failure

in Thermal Power Plant Unit

刘复平

刘武林

朱晓星

LIU Fu-ping

LIU Wu-lin

ZHU Xiao-xing 湖南省电力试验研究院，湖南 长沙市410007

Hunan Electric Power Test and Research Institute, Changsha 410007, China

【摘要】 随着自动化程度的日益提高，大型火电机组对DCS系统的依赖性也越来越高。如果DCS电源系统及与机组安全相关的设备配置不合理，则一旦DCS系统发生失电故障，就可能引发主、辅设备损坏的严重事故。通过深入现场详细调查，掌握了湖南省内火电机组DCS电源系统及相关设备的配置现状，对DCS系统失电故障情况下的机组安全隐患进行了分析和研究，并根据有关规程及安评的要求提出有针对性的建议。对火电机组的技术监督及新机组的设计有重要的参考意义。

Abstract: With the accelerating development of automatization, large-scale power units are becoming more and more reliant on DCS system.If the power supply system of DCS and related equipments are not correctly configured, it may cause damage to unit when DCS power failure.Through detailed onsite investigation, we understand the configuration of DCS power supply and related equipments of power units’ in Hunan province.Some safety hidden troubles under DCS power failure were analyzed, and some pertinent advice were given according to related regulations.It is greatly beneficial to the technical supervision and the design of the power units.【关键词】 DCS 失电

调查

预防

Keywords: DCS, Power Failure, Investigation, Prevention

文献标识码：A

0 引言

近年来，火电机组由于DCS系统失电故障引起非计划停运的事故多有发生，有些机组甚至由于电源系统以及与机组安全相关的设备配置不合理，而造成了设备损坏事故。DCS系统失电故障已成为影响机组安全可靠运行的一个重要因素。

鉴此，湖南省电力试验研究院根据《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》（以下简称《二十五项重点反措》）和《火力发电厂安全性评价》的相关要求，结合部分机组DCS系统失电故障后暴露出来的问题，组织人员对省内主要火电机组进行了专项的DCS系统失电故障预防、处理及安全保证措施的调查和研究工作。主要工作内容分为三个方面：一是DCS及其他主要控制系统的供电原理和自身电源结构的情况调查；二是分析如何从技术和管理措施方面预防DCS系统失电；三是研究在DCS系统失去一路电源、全部电源、甚至全厂失电的各种情况下，如何保证机组及设备的安全。

通过以上工作，掌握了省内火电机组DCS及其他主要控制系统电源的配置情况，分析了发生各种失电故障情况下的机组安全隐患, 并从UPS电源结构、DCS系统内部电源配置、操作台按钮配置、热工主保护和DCS系统的安全可靠性等多方面提出了有针对性的建议，以求减少机组的非计划停运和由于DCS失电故障引起的设备损坏事故。调查方案

为使调查工作顺利开展，在工作前编写了调查和验证试验的总体方案,主要采用的调查方案内容包括：

检查UPS系统设计的供电原理图，确认UPS系统的工作电源、直流电源、旁路电源的来源和切换情况；检查机组DCS系统总电源柜的供电原理图，确认当一路电源失去时，另一路的切换原理，并进行切换时间测试；检查机组DCS系统主控模件柜、I/O端子柜的供电原理图，评价其供电可靠性及其对设备正常运行的影响程度；确认接地系统对各机柜交、直流供电系统的影响；重点了解FSSS系统MFT继电器板和ETS系统的供电方式，确认在其电源失去或主控模件（含PLC）失效（初始化或重启）时，继电器输出接点的状态；调查DEH、MEH系统在电源失去时，主汽门及各调节汽门伺服阀的输出状态，确认在系统电源失去时这些重要阀门是否能全关；调查TSI、火检系统在电源失去时，送往DEH、ETS、FSSS系统的保护接点的状态，并根据设计和运行要求，确认其正确性；了解操作台上停机、停炉、停小汽机、启润滑油泵等按钮的配置情况，并分析当DCS全部失电时，是否能够保证机、炉等安全停运的需求；整理出重要外部阀门和设备在控制电源失去后的状态清单，并分析对机组安全有何影响，重点是各抽汽电动门、抽汽逆止门、带保位功能的调节门、锅炉燃油系统、一次风系统、制粉系统等；了解DCS系统和其它保护系统的电源监视、报警系统的原理图，要求当部分电源或全部电源失去时，光字牌系统能立即报警，且光字牌的电源应独立于DCS系统之外；组织电厂相关专业人员按照有关规程和反事故措施的要求，分析现有的技术措施能否在DCS系统失去一路电源时，满足机组正常运行的要求；当DCS系统全部电源短暂失去（小于1秒）或长时间失去时，在DCS系统的主控模件重启或DCS失灵，通讯网络中断，运行人员无法通过操作员站对机组进行控制的情况下，能否保证机组安全停机的要求。主要问题分析

通过调查发现，各火电厂的DCS电源系统目前总体情况较好，但是由于基建设计和理解上的差异，还存在一些共性的问题：

2.1有不少机组DCS的电源配置不合理，部分机组采用单个UPS提供两路电源的方式供电（只要是共用一根出口馈线就应认为是单个UPS），还有部分老机组采用两台机组UPS互为备用供电的方式，当一台机组UPS检修时，就只有单路电源了。

2.2 部分机组抽汽逆止门、燃油跳闸阀等设备采用双线圈控制电磁阀，使得一旦系统失电，汽机就存在超速危险，锅炉也不能完全切除燃料；个别新投产的机组，磨煤机油泵、空预器控制采用长信号控制，DCS失电后，油泵、空预器会停止运行，可能损坏重要辅机。

2.3 部分没有DEH的老机组，其汽机跳闸系统采用带电动作设计，又没有采用可靠的电源（如直流电源）和电源回路结构，当控制系统失电时，手动按钮没有作用，只能到就地打闸停机。

2.4 部分机组不满足《二十五项重点反措》中“操作员站及少数重要操作按钮的配置应能满足机组各种工况下的操作要求，特别是紧急故障处理的要求”的规定，紧急故障情况的处理手段不完备，有的甚至还没有配置MFT硬跳闸板。

2.5 部分机组DCS及主要控制、保护系统的电源监视、报警系统不完善。建议

通过对以上调查情况的分析和思考，从预防和处理DCS系统失电故障的角度，提出以下建议：

3.1 DCS系统供电电源配置

对UPS电源的工作电源、旁路电源、直流电源均应有失电报警，且各电源电压应进入故障录波装置和DCS系统以供监视；DCS系统应由一路UPS、一路保安电源进行供电，或两路相互独立的UPS电源进行供电。这两路供电电源应分别从机、炉工作段取； ETS、TSI、火检等系统应该采用和DCS一样的电源结构；电气专业应对UPS电源定期进行切换试验，工作电源和备用电源的切换时间应小于5ms。

3.2 DCS系统内部电源配置

DCS系统内部的电源配置，应采用以下两种方式：一是2N方式，即每个模件柜有二

（四）个电源模件，一半电源模件由主电源供电，一半电源模件由副电源供电。一半电源模件就可以满足系统需要。电源模件输出的直流电源并在一起，作为I/O模件、主控制器和现场设备工作电源；二是两路交流进线电源互为切换备用，切换后的两路电源分别提供给一半的电源模件和主控制器（均冗余配置）使用。这样，即使电源切换不成功，也至少有一半电源模件和主控制器能够正常工作，以维持机组正常运行。部分老DCS系统电源不能互为切换备用，一路电源丧失时一半的电源模件和控制器停止工作，这种电源方式极不安全，必须改造。

火检装置、TSI装置及热工仪表电源柜等均应由两路不同来源的交流电源供电（可与DCS机柜电源来源相同），或采用经过切换后的电源。

各操作员站和工程师站应采用两路切换后的电源，或者将两路供电电源、切换后的电源分别向不同的操作员站供电，以保证一路电源丧失时，至少有一台操作员站可用。

DI模件的查询电压建议为+48VDC，以增加信号的抗干扰能力。

此外，还应该对DCS及ETS、TSI、火检等的任意一路电源状况进行监视；如有条件还可设计DCS电源电压超限、两路电源偏差大、风扇故障以及隔离变压器超温等报警信号，以便于及时发现DCS电源系统早期故障。

3.3 操作台按钮配置

手动停炉和停机按钮应各配置两个，每个按钮提供多对常开（闭）触点，两两串（并）联输出，即只有两个按钮同时按下，手动停炉停机指令才会发出。其中部分触点作为DI信号进入FSSS/ETS系统组态以触发停炉/停机的“软”信号，部分触点串入MFT硬跳闸板/ AST跳闸电磁阀的控制回路中以实现“硬”停机。

小机手动停机按钮和交/直流润滑油泵的启动按钮都是必要的：小机的手动停机信号，可以采用一路进DCS参与逻辑运算，一路串在跳闸电磁阀的控制回路中，以保证丧失电源也能够可靠停机；交/直流润滑油泵的启动按钮，应直接接到油泵电气的启动回路中，同时润滑油压力低的信号也应串在电气启动回路。这样一旦发生DCS失电停机，润滑油泵在没有DCS控制的情况下也能够自动启动，以保证汽机的安全。3.4 热工主保护系统的配置

对于采用DCS逻辑做MFT保护的机组，应配置独立的MFT硬跳闸板。硬跳闸板可以采用带电动作和失电动作设计：如果设计成带电动作，应使用由两路不同电源构成的并联回路，任意回路动作都应停炉。电源建议使用一路交流220VAC，一路直流110VDC，两路电源都应有失电报警信号；如果设计成失电动作，则不应使用两路交流电源（交流电源切换时可能造成短暂失电），可使用FSSS公用机柜本身提供的直流电源。硬跳闸板的输出信号应不通过DCS系统，直接接入就地设备的跳闸回路。

ETS系统建议采用失电动作设计。危急遮断系统无论是和ETS系统一体化布置，还是和DEH系统一体化布置，均应将手动停机触点在危急遮断回路中与逻辑发出的“软”跳闸信号并联。

3.5 其他相关设备的配置

抽汽逆止门、本体疏水门、燃油跳闸阀等建议从热工仪表电源柜中取电，并采用单线圈电磁阀失电动作的设计。机组最好配有空气引导阀，当DCS系统失电引起汽机跳闸后，抽汽逆止门和本体疏水气动门的压缩空气将被切断，抽汽逆止门能够关闭，本体疏水气动门能够打开，机组能够安全停机。目前大多机组在本体疏水气动门后还串联了一个电动门，若该电动门在失电时不能改变状态，则根据汽机防进水保护的要求，在机组正常运行中该电动门必须打开。

受DCS控制且在停机停炉后不应马上停运的设备，如空预器电机、重要辅机的油泵、火检冷却风机等，必须采用脉冲信号控制。否则当 DCS失电引起停机停炉后，这些设备就可能停运，从而可能损坏重要辅机甚至主设备。

3.6 制定DCS系统失电故障的反事故措施

由于机组设备的复杂性，DCS系统失电的故障情况有多种：有些可能是部分失去，有些只是短暂失去（小于1秒），有些可能长时间失去甚至全厂失电。紧急故障情况的处理不仅需要各种技术措施提供保障，更需要运行人员根据情况灵活处理。为防止DCS失电故障处理不当而扩大事故，需要制定可靠的DCS系统失电故障的反事故措施，并经常预演和不断完善，避免出现事故时惊慌失措，造成不必要的损失。结语

DCS系统失电故障的预防和处理，关系着火电机组的安全可靠运行。若有不慎，很可能引发辅机甚至主设备损坏事故。通过对多台新老火电机组现状的广泛调查和分析研究表明，在DCS系统失电的故障情况下，目前大多数火电机组均存在或多或少的安全隐患。而通过一系列技术改进措施，以及制定可靠的反事故措施，是能够消除这些隐患，从而更可靠地保障机组安全的。

2007-5-8

参考文献

[1] 防止电力生产重大事故的二十五项重点要求[S]，国家电力公司，2000年 [2] 刘俭，火力发电厂安全性评价[M]，中国电力出版社

[3] 王 斌，DCS失电处理及事故预案[J]，华北电力技术2006年12期

作者简介：刘复平(1973一)，男，湖南长沙人，热能动力工程专业，工程师，从事发电厂热工自动化技术的应用研究。

地

址：湖南省长沙市东塘水电大院62号：湖南省电力试验研究院热控技术研究所 邮

编：410007

电

话：0731-5542744 *** E-mail ：liufpmmc@163.com

第五篇：2016全厂失电反事故演习方案

大河家分公司2016年

全厂失电反事故演习方案

批准：

审核：

编制：

大河家分公司 2016年02月25日

一、演习目的

1.贯彻落实“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，加强运行人员的安全意识，提高业务水平，预防发生人员责任事故。2.通过演练了解运行人员对《全厂失电事故处理预案》的适应性，提高运行人员应对全厂失电事件的快速反应能力和综合处理能力，保证全厂设备安全稳定运行。

3.针对现阶段生产实际，结合《全厂失电事故处理预案》，编制反事故演习方案，锻炼生产队伍，提高现场人员事故处理能力。4.通过反事故演习，检验电站各部门之间的协作配合能力。5.通过反事故演习，进一步演练事故紧急处理预案，确保事故发生时，各部门、班组能协调配合、迅速、准确地处理事故。6.本次联合反事故演习以330kV线路保护动作致全厂失电为背景，重点考查在全厂失电后，厂用电恢复情况，库区水调节情况，机组启动情况，运行人员事故处理和协调配合部门进行处理事故的能力。

二、联合反事故演习组织机构

演习指挥组：

组 长：

副组长：

成 员：

负责反事故演习期间的统一指挥、协调及参演人员安排，负责演习期间对演习障碍安排相应专业人员处理，负责演习期间的突发事件处臵的指挥和协调。导演组：

组 长： 成 员：

负责演习方案的编写、实施，负责演习障碍的设臵，负责指定专门记录人员及演习报告的编写。演练组：

组 长：

运行三值（参演）： 运行四值（值班、观摩）：

负责演习期间的障碍处臵和记录，负责设备的安全正常运行，负责记录演习过程和处臵方式。

三、对反事故演习准备工作的要求

1.为确保反事故演习收到实际效果，应对演习方案严格保密，在演习正式开始之前，不应透露任何关于演习的内容或被演者名单。演习方案的酝酿、策划及准备工作仅限于指挥、导演组成员之间，指挥组和导演组人员应相对固定。

2.演习实施期间对通信方式的要求：各参加演习班组配备合适数量对讲机及电话，反事故演习期间，所有以上通讯通道应保证畅通，使用电话下达指令时应使用录音电话将反事故演习电话内容进行录音。

3.反事故演习应指用专用电话，不得占用实时运行工作电话，演习现场也应尽量远离实际运行控制台或主操作员站。

四、对反事故演习实施工作的要求

1.本次演习以模拟操作和实际操作相结合。被演人员在进行模拟、实际操作和事故处理时应按照分公司技术标准中《运行规程》、《应急预案》和反事故预案进行。应设专人对参演人员进行监护，监护人员应落实到位，2 认真监护，确保不对非实际操作设备进行实际操作。

2.观摩演习的人员必须在指定范围内进行观摩，不得影响和干预演习的正常进行。

3.各参演班组应依照演习方案，接导演组通知后方可开始演习。演习组根据演习进展设臵障碍，考核被演人员处理情况。

4.模拟的事故现象、设备状态、保护动作情况要求在确保运行系统安全的前提下，尽量形象具体，有真实感，演习过程中应严格执行各项规章制度。

5.演习中模拟与省调度员联系中应互通姓名，使用专业术语，如“省调调度员XXX”或“清水湾电站值长XXX”。

6.演习过程中如果运行系统发生实际事故，继续进行反事故演习将影响实际事故处理时，反事故演习指挥可以终止本次反事故演习，并立即上报演习指挥组。

7.导演组应采取适当方式及时向参演人员通报系统事故及其它情况，并负责本次演习和正常运行设备间的安全隔离。各参演导演应及时与相关导演或指挥进行信息沟通，本演习内容全部结束后及时向演习指挥组汇报并简要说明演习情况(包括参演人员情况和有无误指挥、误操作等)。8.进行反事故演习时，参演人员可查阅有关规定和资料，如有必要导演组还应向参演人员提供相应资料。

9.在整个演习过程中，各参演班组应安排专人做好演习记录工作；演习结束后，各参演班组应做好本次演习小结，运行部做好演习总结。

五、联合反事故演习方案

一．联合反事故演习初始系统运行方式

事故模拟时间：2016年02月X日15：00，事故时天气情况：清水湾电站所在区域为阴，风力三级。

1、主接线系统运行方式：

#

1、#

2、#3并网运行，各带有功负荷9MW，无功负荷2MVar，导叶开度均为80%；#

1、#2主变、青官线、清孟线正常运行。

2、厂用电系统运行方式：

#1厂变带厂用400VⅡ段分段运行，#2厂变带厂用400V I段运行,10kV外来电源带电备用，厂用400V各段按正常运行方式分段运行，柴油发电机备用正常。

3、水位水情：

事故前上游水位为1777.3m，入库流量为700m3/s，泄水闸门全关。事故前渗漏、检修排水系统运行正常。

二、事故过程：

事故第一阶段：330KV清官线、清孟线二线两套差动保护动作，断路器3301、3304、3302、3303三相跳闸；重合闸动作重合不成功。

事故发展过程：

 上位机报：330KV清官线、清孟线二线两套差动保护动作，断路器3301、3304、3302、3303三相跳闸；重合闸动作重合不成功；1F、2F、3F机组过速保护动作，机组事故停机，以及 相应故障和事故信号。

 上位机上有：400V厂用I、II段母线失压，厂用电消失，断路器401、402、412分闸，厂内各设备故障、电源消失信号。考察要点：

1)考察监盘人员是否及时汇报事故情况。2)考察是否检查10kV外来电源备用情况。

3)10kV外来厂用电不能恢复时，考察是否立即考虑采用柴油发电机组恢复厂用电。

4)考察是否安排监盘人员注意观察机组停机情况，库区水位情况、各集水井水位情况等。

5)考察值长在事故时的控制和处理能力。

6)考察演习值长是否及时按照生产报送制度汇报事故情况。处理要点：

1)应尽快设法恢复厂用电。

a)检查10kV外来电源情况，利用10kV外来电源恢复厂用电。b)利用柴油发电机组恢复厂用电。

2)安排监盘人员对重要信息进行专门监视（机组停机流程执行情况、上游水位、集水井水位等）。

3)应设法通过省调或联系上游电站，尽量降低下泄流量。

事故第二阶段：合上#3厂变低压侧断路器403后，400V厂用母线显示仍无电压，经检查为外来电源消失。

事故发展过程：  10kV外来电源投入后，由于冲击过大导致外来电源对侧（生活区）开关事故跳闸，短时间内无法恢复供电。考察要点：

1)是否第一时间派人前往启动柴油发电机组，做好反送电准备。2)是否断开泄洪闸动力盘I段母线进线断路器，送电至泄洪闸动力盘I段母线。

3)是否立即查看泄洪渠道并用高音喇叭提示，将通过开启闸门泄水，降低库区水位。

4)是否拉开403断路器，隔离外来电源。

5)是否操作400V I、II段厂用电各断路器，做好隔离措施及柴油发电机反供电准备。

6)是否切除除确保安全运行以外的其它不必要的负荷，应控制在柴油发电机额定容量以内（400kW）。7)检验400V 厂用两段母线恢复带电时间。8)检验各部门人员到达现场时间。处理要点：

1)立即派人启动柴油发电机组，做好反供电准备。2)断开泄洪闸动力盘I段母线进线断路器。

3)合上柴油发电机出口开关404、泄洪闸动力盘柴油发电机进线断路器。

4)依次开启三孔闸门泄水，调节库区水位至规定范围。5)拉开#3厂变（外来电源）低压侧断路器403。6)检查401、402、403确在分闸位臵。7)切除400V各段不必要的负荷。

8)用柴油发电机恢复400V I、II段供电。

9）应尽量争取时间，防止引上游水位上涨过快而造成事故，防止集水井水位上涨过快，出现水淹厂房事故。

事故第三阶段：恢复站内设备至备用运行方式

事故发展过程：

 省调通知线路存在永久故障，短时不能恢复。考察要点：

1)是否优先考虑恢复全部机组至热备用状态。2)是否考虑开一台机组来带厂用电。

a)是否考虑拉开主变高压侧刀闸（断路器）进行隔离。b)是否考虑主变中性点接地方式。

处理要点：

1)复归所有事故信号，恢复1F、2F、3F至备用状态。2)选取工况较好的机组，用同一单元发变组用来带厂用电。3)拉开主变高压侧刀闸，合上主变中性点接地刀闸。

4)机组由停机转空载太，合上机组出口开关，发变组单元运行。5)倒换厂用电至机组单元。

事故第四阶段：恢复站内设备与系统并网运行

事故发展过程：

 省调电话通知线路故障处理完毕，做好恢复送电准备工作。考察要点：

1)是否检查清官、清孟线路电站侧相关设备及保护装臵情况，复归事故信号。

2)是否请示生产副经理或总工同意恢开关站送电操作。

3)是否向省调汇报清官、清孟线路电站侧设备及保护情况及我站设备运行方式。

处理要点：

1)向省调汇报清水湾电站线路GIS设备无异常，可以送电及我站主设备运行方式。

2)按调令要求恢复清官、清孟线路运行。3)按调令要求将线路、主变合环运行。4)根据省调要求开机带负荷。5）倒换厂用电至正常运行方式。

五、障碍设臵

1、演习开始给监盘人员

1）上位机报：330KV清官线、清孟线二线两套差动保护动作，断路器3301、3304、3302、3303三相跳闸，重合闸动作重合不成功，1F、2F、3F机组过速保护动作，机组事故停机，以及相应故障和事故信号。

2）上位机上有：400V厂用电 I、II段母线失压，断路器401、402、412分闸，厂内各设备电源消失信号。2、400V厂用盘柜现场 400V厂用备自投退出状态

3、在用10kV外来电源恢复厂用Ⅰ段或Ⅱ段后给监盘人员 所恢复的400V I、II段母线无电压指示。

4、联系外来电源供电联系人（维护人员）时提供

10kV外来电源事故跳闸(生活区测），由于开关问题短时不能恢复送电。

5、事故处理时间超过5分钟给监盘人员

库区水位1777.5米，渗漏集水井水位：5.0米，检修集水井水位：4.8米。

6、事故处理时间超过10分钟给监盘人员

库区水位1777.7米，渗漏集水井水位：5.1米，检修集水井水位：4.9米。

六、模拟操作和实际操作设备

1、实际操作：柴油发电机机组启动送电至泄水闸动力盘柜，操作开启或关闭中控弧门0.2米。

2、线路、主变、机组、厂用系统均为模拟操作。

附：大河家电站主接线图、厂用电系统图。